碳酸盐岩储层特征
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第36卷第2期2024年3月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.36No.2Mar.2024收稿日期:2023-01-12;修回日期:2023-09-28;网络发表日期:2023-11-14基金项目:国家自然科学基金项目“多点地质统计学相控地震同时反演方法”(编号:41872138)资助。
第一作者:陈叔阳(1976—),男,硕士,高级工程师,主要从事开发地质及储层表征方面的研究工作。
地址:(830000)新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市新市区长春南路466号。
Email :****************************。
通信作者:尹艳树(1978—),男,博士,教授,主要从事开发地质及储层表征建模方面的研究和教学工作。
Email :****************.cn 。
文章编号:1673-8926(2024)02-0124-12DOI :10.12108/yxyqc.20240212引用:陈叔阳,何云峰,王立鑫,等.塔里木盆地顺北1号断裂带奥陶系碳酸盐岩储层结构表征及三维地质建模[J ].岩性油气藏,2024,36(2):124-135.Cite :CHEN Shuyang ,HE Yunfeng ,WANG Lixin ,et al.Architecture characterization and 3D geological modeling of Ordoviciancarbonate reservoirs in Shunbei No.1fault zone ,Tarim Basin [J ].Lithologic Reservoirs ,2024,36(2):124-135.塔里木盆地顺北1号断裂带奥陶系碳酸盐岩储层结构表征及三维地质建模陈叔阳1,何云峰1,王立鑫2,尚浩杰2,杨昕睿2,尹艳树2(1.中国石油化工股份有限公司西北油田分公司,乌鲁木齐830000;2.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室,武汉430100)摘要:综合利用地震、测井、岩心以及动态生产资料,对塔里木盆地顺北1号断裂带断控型碳酸盐岩储集体的内部结构进行了层级划分;基于层级划分,通过地震资料属性提取与转换、深度学习、基于目标示性点过程模拟以及离散裂缝网络模拟(DFN )等方法建立了三维地质模型,并以模型进行油气储量和油藏数值模拟,将拟合结果与实际生产数据进行对比。
古洞穴型碳酸盐岩储层特征研究--以塔河油田奥陶系古洞穴为例肖玉茹;何峰煜;孙义梅【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2003(024)001【摘要】古洞穴型碳酸盐岩储层都具有显著的非均质性和预测难度大的特点.通过对比巴楚五道班野外露头剖面上的洞穴,结合岩溶理论建立了古洞穴型储层的地质模型.以塔里木盆地塔河油田奥陶系古洞穴型储层为例,系统分析和归纳了该类储层在钻井、录井、测井、试井、地震等资料上的响应特征和识别标志.在垂向上,可将洞穴划分为洞穴顶部相、洞穴充填相与下部垮塌相,其中洞穴顶部相和下部垮塌相对油气储集十分有利.而多层洞穴的发育则主要受控于构造抬升和海平面升降.影响古洞穴碳酸盐岩储层的平面非均质性的主要因素有古构造、古断裂、古水文系统、古岩溶地貌等,其中与古岩溶地貌关系最为密切.研究结果表明,储集性能较好的古洞穴型碳酸盐岩储层为未充填洞穴储层和大型洞穴充填孔隙型砂岩储层.【总页数】7页(P75-80,86)【作者】肖玉茹;何峰煜;孙义梅【作者单位】中国地质大学,北京,100083;中国石化新星石油公司西北石油局,新疆乌鲁木齐,830011;中国石化新星石油公司西北石油局,新疆乌鲁木齐,830011;中国地质大学,北京,100083【正文语种】中文【中图分类】TE112.221【相关文献】1.轮古油田奥陶系潜山洞穴型储层发育特征及油气分布控制因素 [J], 韩杰;洪涛;朱永峰;刘俊锋;裴广平;袁源;吴萧2.论古岩溶洞穴型储层三维地质建模——以塔河油田四区奥陶系储层为例 [J], 马晓强;侯加限;胡向阳;刘钰铭;邹婧芸;赵彬3.轮古西奥陶系潜山洞穴型岩溶储层发育特征与充填规律 [J], 李世银;罗春树;邓兴梁;李保华;常少英;王轩;裴广平4.新疆塔里木盆地塔河油田奥陶系古洞穴型碳酸盐岩储层特征及其受控因素 [J], 肖玉茹;王敦则;沈杉平5.塔河油田奥陶系古洞穴垮塌体地震反射结构与识别 [J], 康志宏;鲁新便;唐湘蓉;冉毅凤;童雪飞因版权原因,仅展示原文概要,查看原文内容请购买。
世界碳酸盐岩大油气田分布特征一、本文概述碳酸盐岩作为一类重要的沉积岩,因其独特的储油、储气性能,在全球油气资源勘探与开发中占据重要地位。
碳酸盐岩大油气田,指的是在碳酸盐岩地层中发现的、具有显著经济价值的油气藏。
本文旨在全面梳理和分析世界范围内碳酸盐岩大油气田的分布特征,揭示其地质背景、储层特性、成藏规律,以及勘探开发的现状与挑战。
通过这一研究,不仅有助于深化对碳酸盐岩油气藏的认识,也有助于指导未来的油气勘探工作,为全球的能源安全与可持续发展贡献力量。
二、碳酸盐岩油气田的形成条件碳酸盐岩油气田的形成涉及一系列复杂的地质条件和过程,这些条件共同构成了碳酸盐岩油气藏生成的独特环境。
碳酸盐岩沉积环境对油气生成具有重要影响。
在温暖、浅海的环境下,生物活动旺盛,形成了富含有机质的碳酸盐岩沉积。
这些沉积物在埋藏过程中,经过一系列生物化学作用,形成了丰富的烃源岩,为油气的生成提供了物质基础。
碳酸盐岩储层的多孔性和渗透性对油气聚集和运移至关重要。
碳酸盐岩由于其矿物成分和沉积特性,容易形成溶洞、裂缝等储集空间,这些空间为油气提供了良好的储集和运移通道。
同时,碳酸盐岩储层的非均质性也为油气聚集提供了有利条件。
碳酸盐岩地区的构造活动对油气成藏具有关键作用。
构造活动不仅形成了油气运移的通道和聚集的场所,还通过改变储层的物性、封闭油气藏等方式,对油气成藏起到控制作用。
碳酸盐岩地区的盖层条件也是油气成藏的重要因素。
良好的盖层能够有效地封闭油气藏,防止油气的逸散和散失。
碳酸盐岩地区的膏盐岩、泥岩等盖层,由于其致密性和封闭性,为油气成藏提供了良好的保存条件。
碳酸盐岩油气田的形成是多因素、多过程共同作用的结果。
只有在具备了合适的沉积环境、储层条件、构造活动和盖层条件的基础上,才能形成具有工业价值的碳酸盐岩油气田。
三、世界碳酸盐岩大油气田分布概况碳酸盐岩作为全球重要的储油储气介质,其分布广泛,且在不同地质环境下形成了众多大型油气田。
《缝洞型碳酸盐岩油藏主体开发方式研究》篇一一、引言随着全球能源需求的不断增长,缝洞型碳酸盐岩油藏的开发已成为重要的研究领域。
缝洞型碳酸盐岩油藏具有独特的储层特征和开发难度,因此其开发方式的研究显得尤为重要。
本文旨在研究缝洞型碳酸盐岩油藏的主体开发方式,为该类油藏的合理开发提供理论依据和技术支持。
二、缝洞型碳酸盐岩油藏概述缝洞型碳酸盐岩油藏是指具有发育良好的缝洞系统的碳酸盐岩油藏。
其储层特征主要表现为储层内部具有复杂的缝洞网络,储集空间和渗流通道相互交织,储层非均质性极强。
由于这种特殊的储层特征,缝洞型碳酸盐岩油藏的开发难度较大,需要采用合理的开发方式。
三、主体开发方式研究(一)开发原则针对缝洞型碳酸盐岩油藏的开发,应遵循以下原则:一是注重整体性开发,充分考虑储层的非均质性;二是注重经济效益与环境保护的协调发展;三是采用先进的开采技术,提高采收率。
(二)开发方式1. 水平井开发:水平井技术是缝洞型碳酸盐岩油藏的主要开发方式之一。
通过水平井的布置和优化,可以有效地控制缝洞系统的流体流动,提高采收率。
2. 注水开发:注水开发是另一种重要的开发方式。
通过注水可以补充地层能量,改善储层的渗流条件,提高采收率。
同时,注水还可以控制储层的压力分布,降低地层破坏的风险。
3. 地震监测与数值模拟:利用地震监测技术对储层进行精细描述,结合数值模拟技术对开发过程进行优化,可以提高开发的准确性和效率。
4. 优化采收率技术:采用先进的采收率技术,如多级泵抽、气举等,可以有效地提高采收率,降低开发成本。
四、实例分析以某缝洞型碳酸盐岩油藏为例,采用水平井和注水相结合的开发方式。
首先通过水平井的布置和优化,控制缝洞系统的流体流动;然后通过注水补充地层能量,改善储层的渗流条件。
同时,利用地震监测和数值模拟技术对开发过程进行优化,提高了开发的准确性和效率。
经过多年的开发实践,该油藏的采收率得到了显著提高,取得了良好的经济效益和社会效益。
碳酸盐岩(湖相) —carbonate rock主要由碳酸盐矿物(大于50%)组成的沉积岩。
主要矿物成分是方解石、白云石、铁白云石、菱镁矿等,其次为石英、云母、长石和粘土矿物等;化学成分主要为CaO、MgO和CO2,其次为SiO2、TiO2、FeO、Fe2O3、Al2O3、K2O、Na2O、H2O以及某些微量元素。
通常为灰色、灰白色。
性脆。
具粒屑(如岩屑、生物碎屑等)、生物骨架(如珊瑚、层孔虫等)、晶粒(粗晶、中晶、细晶、微晶等)和残余(残余生物、残余鲕状)结构。
构造类型复杂、多样,有叠层构造(如常见于潮坪地区的叠层石)、鸟眼构造和缝合线构造。
多呈厚层或薄层状产出。
可分为石灰岩和白云岩两大岩石类型。
①石灰岩类。
主要矿物为方解石(>50%),其次为白云石、菱镁矿、石英、长石和粘土矿物等。
常见岩石类型有内碎屑灰岩,生物碎屑灰岩、鲕粒灰岩、球粒灰岩、泥晶灰岩、石灰华和泉华等。
②白云岩类。
主要由白云石(>50%)组成,其次为方解石、菱镁矿、石英、长石、粘土矿物等。
常见岩石类型有同生白云岩、碎屑白云岩、成岩白云岩和后生白云岩等。
因受物理化学条件变化的影响,常发生白云岩化、膏化、硅化、重结晶及溶蚀等后生作用。
岩性较脆弱,易遭风化溶蚀,在碳酸盐岩发育地区常形成石林、溶洞、地下暗河等地貌景观,通称喀斯特地形。
碳酸盐岩在地壳中分布仅次于泥质岩和砂岩,约占沉积岩总面积的20%,几乎在各个地史时期都有形成。
中国各地,特别是西南地区,也广泛分布有碳酸盐岩,其成岩时代主要为震旦纪、寒武纪、奥陶纪、泥盆纪、石炭纪和二叠纪。
许多金属矿产(如铜、铅、锌、汞、锑、钼、钴、银等)和非金属矿产(如重晶石、天青石、石棉、自然硫、水晶、萤石、冰洲石等)在成因上都与碳酸盐岩有关。
世界上与碳酸盐岩有关的石油和天然气储量占总储量的50%,产量约占总产量的60%。
湖相碳酸盐岩是分布最为广泛的一类陆相碳酸盐岩。
它是指在内陆湖泊盆地中形成的碳酸盐岩,包括淡水湖盆碳酸盐岩、半咸水.咸水湖盆碳酸盐岩和盐湖中的碳酸盐岩。
碳酸盐岩储层的评价和开发碳酸盐岩储层是地球上一种非常重要的储层类型,具有较高的油气富集潜力和生产价值,而其评价与开发也成为了油气勘探开发领域的重要研究方向。
下面将对碳酸盐岩储层的评价与开发展开探讨。
一、碳酸盐岩储层的分类和形成机制碳酸盐岩通常分为生物碳酸盐岩、化学碳酸盐岩和变质碳酸盐岩三种类型。
其中生物碳酸盐岩是指由海洋生物的遗骸和废物沉积成岩的岩石,如白垩系中的广泛分布的中生代巨型珊瑚。
化学碳酸盐岩则是由溶液中溶解的成分沉淀成岩,如洞穴石、方解石等。
最后一种变质碳酸盐岩则是由古碳酸盐岩发生变质而形成的,比如云南的大理岩。
碳酸盐岩的形成机制是极其复杂的,在形成过程中有多种因素相互作用。
一般来说,碳酸盐岩的形成分为三个阶段:沉积、压实和溶解-重结晶。
在沉积阶段,海洋中的生物体和沉积颗粒沉积到海底,经过堆积和压实之后,形成了珊瑚礁、珊瑚峰、浅滩或是平原;在压实阶段,岩石中的孔隙逐渐减少,颗粒之间的接触逐渐增多,使得岩石的密度也随之增大;在溶解-重结晶阶段,溶液渗入岩石中,发生了重结晶和溶蚀作用,其结果就是岩石中孔隙和裂隙的增多。
二、碳酸盐岩储层的评价从油气勘探的角度来说,对储层的评价是非常重要的。
对碳酸盐岩储层进行有效的评价,可以为寻找油气藏的最佳开发方式提供指导。
储层评价的具体内容包括储层岩性、孔隙度、渗透率、饱和度、孔隙结构、圈闭类型、裂缝特征、油气分布特征和储层受力演化过程等。
首先,储层岩性是储层评价的一个重要指标。
岩性作为储层物质性质的表征,其主要影响储层的孔隙结构、渗透率和饱和度等参数。
在评价过程中,需要充分考虑储层岩性对油气的影响,进行岩石学和地球化学综合分析。
其次,孔隙度和渗透率是评价储层有效性的两个核心参数。
孔隙度是指岩石中的孔隙体积与总体积之比,而渗透率是指岩石中的孔隙连通性及孔隙间连通程度。
这两个指标直接影响着油气在储层中的移动和扩散能力,因此在储层评价中必须重视其影响。
最后,针对以上评价指标,需要采用多种方法进行实验和勘探。
碳酸盐岩储层评价与技术研究碳酸盐岩是一种广泛分布于地壳中的岩石类型,其具有高孔隙度和渗透性,被广泛用作油气储层。
然而,由于碳酸盐岩的复杂性和非均质性,其储层评价和开发技术的研究一直是油气行业的焦点。
一、碳酸盐岩储层评价方法在评价碳酸盐岩储层时,我们需要考虑以下几个关键因素:孔隙度、渗透率、有效面积、孔隙结构、有机质、水含量以及地质构造。
针对这些因素,现代研究中出现了多种评价方法。
1. 物理评价方法物理评价方法通过使用测井数据,如密度测井、声波测井和自然伽玛测井,来解释碳酸盐岩储层中的不同岩性和孔隙结构。
通过分析测井曲线特征,我们可以获得储层的孔隙度、渗透率等重要参数。
2. 地震评价方法地震评价方法通过使用地震勘探技术,如地震反射和地震折射,来获得储层的地质信息和构造特征。
利用地震数据反演模型,可以获得储层的孔隙度、渗透率、储量等参数。
3. 岩心评价方法岩心评价方法通过岩心分析实验,来得到储层的物理性质和岩石组分。
通过岩心描述、薄片分析、物性实验等手段,可以准确地评估储层的孔隙度、渗透率和孔隙结构。
二、碳酸盐岩储层评价技术研究为了更准确地评价碳酸盐岩储层,科学家们进行了大量的技术研究,以提高储层评价的准确性和精度。
以下是一些常用的碳酸盐岩储层评价技术:1. 数值模拟技术数值模拟技术是通过建立储层数学模型,模拟储层内流体的运动和传输过程。
通过模拟不同参数变化对储层性质的影响,可以定量地评估储层的孔隙度、渗透率等关键参数。
2. 统计分析技术统计分析技术可以通过对大量的储层数据进行分析,挖掘数据之间的关联性和规律性。
通过建立统计模型,可以预测储层的孔隙度、渗透率等参数,并为进一步开发提供指导。
3. 地质模型技术地质模型技术通过对储层的地质构造和地层分布进行建模,以获得三维的储层地质模型。
通过地质模型,可以直观地展示储层的孔隙度、渗透率等特征,并为开发提供可视化的指导。
三、碳酸盐岩储层技术研究的意义碳酸盐岩储层技术研究的意义在于为油气勘探和开发提供科学的依据和技术支持。
碳酸盐岩储层分类标准
碳酸盐岩储层可以根据不同的分类标准进行划分,以下是常用的
碳酸盐岩储层分类标准:
1. 储集类型:根据储集空间的不同,可以将碳酸盐岩储层分为
孔隙型、裂缝型和溶蚀型。
孔隙型储层指的是岩石中存在天然孔隙的
储层,如溶洞、河流沉积物和堆积孔隙等;裂缝型储层指的是岩石中
存在裂缝的储层,如断层、节理和构造破碎带等;溶蚀型储层指的是
岩石中由于水溶作用形成的储层,如岩溶洞穴和岩溶孔隙。
2. 成岩作用:根据不同的成岩作用可以将碳酸盐岩储层分为碳
酸盐岩侵蚀裂缝型、碳酸盐岩溶蚀裂缝型、碳酸盐岩胶结高孔隙型、
碳酸盐岩胶结低孔隙型、碳酸盐岩溶蚀孔隙型等。
不同的成岩作用会
对岩石的孔隙度、孔隙结构和孔隙连通性等储集性质产生影响,因此
可以通过成岩作用的不同来划分储层。
3. 成岩时期:根据成岩时期的不同,可以将碳酸盐岩储层分为
早期成岩储层、中期成岩储层和晚期成岩储层。
不同成岩时期的储层
形成机制和储集特征不同,因此可以通过成岩时期的划分来区分储层。
4. 构造类型:根据构造作用的不同,可以将碳酸盐岩储层分为
隆起型、下凹型和胀缩型。
隆起型储层指的是由构造隆起形成的储层,如构造圈闭;下凹型储层指的是由构造下凹形成的储层,如构造坳陷;胀缩型储层指的是由结构胀缩形成的储层,如构造胀缩带。
以上是几种常见的碳酸盐岩储层分类标准,这些分类标准可以根
据不同的研究目的和实际情况选择使用。
碳酸盐岩储层地质学参考教材:碳酸盐岩储层地质学,强子同主编石油大学出版社,1998一、研究进展与发展方向■储层地质学的一般概念■储层地质学在石油勘探开发中的作用■储层地质学发展前景1.储层地质学概念储层地质学是研究油气储集岩(Reservoir Rock)的一门学科,它是从石油地质学和开发地质学独立出来的一门学科,它与岩石学、地球化学、测井地质学和地震地层学、以及石油地质学和开发地质学有着密切的关系。
储层地质学研究的主要内容:储集岩的成因(形成的条件—沉积环境)和它的物性特征(孔隙度、渗透率、流体饱和度、油气比及油水界面),储层的形成、发展和演化,有效储层的形成和空间上的分布、形状和大小,控制储层特征的基本因素,以及解决储层中某些地质问题所要使用的岩石学、地球化学、地震和测井的方法。
2.储层研究的本质储层研究的本质就是通过精细的地质认识探寻合乎客观实际的统计方法,从而在杂乱无序的数据中寻找某种规律,并利用各种数学方法表述储渗体的时空分布规律。
3.在石油勘探开发中的作用石油聚集在储层中,油气勘探的目的层就是储层。
因此储层地质学的研究在整个油气勘探开发中都是至关重要的,从第一口成功的探井到三次采油的各个阶段都具有重要意义。
世界上有很多由于对储层地质学的重视不够而造成重大损失的实例。
石油地质工作者和开发工程师若不注意储层地质资料,将会带来严重的后果,从而造成重大的经济损失;相反,深入研究储层,将为油气田带来巨大的经济效益。
4.发展前景一些国家和地区上世纪50年代以前发现的老油田,由于勘探阶段对油气储层研究不够,遗留下许多储层地质方面的重大问题尚未解决;上世纪40年代末至50年代现代沉积研究风起云涌,这些研究成果把沉积岩石学推向一个崭新的阶段。
碳酸盐岩的“结构—成因”分类,以及这些分类的成因解释,把砂岩和碳酸盐岩储层研究的沉积学方面的认识加深了,从而提高了对储层沉积学的研究水平。
实践表明,有些沉积岩体在岩性变化不大时孔隙度和渗透率却有很大差别,这使得我们在研究储层沉积学的同时还必须研究储层的成岩作用和它们对储层孔隙性和渗透率的影响。
碳酸盐岩储层与碎屑岩储层对比,具有以下主要特点: ① 岩石为生物、化学、机械综合成因,其中化学成因起主导作用。岩石化学成分、矿物成分比较简单,但结构构造复杂。岩石性质活泼、脆性大。 ② 以海相沉积为主,沉积微相控制储层发育。 ③成岩作用和成岩后生作用严格控制储集空间发育和储集类型形成。 ④断裂、溶蚀和白云化作用是形成次生储集空间的主要作用。 ⑤ 次生储集空间大小悬殊、复杂多变。 ⑥储层非均质程度高。 1.沉积相标志 (1)岩性标志 岩性标志包括颜色、自生矿物、沉积结构、构造、岩石类型等五方面。 ①岩石颜色:岩石的颜色反映沉积古环境、古气候。 ②自生矿物: a.海绿石:形成于水深10~50m,温度25~27℃。鲕绿泥石:形成于水深25~125m,温度10~15℃。二者均为海相矿物。 b.自生磷灰石(或隐晶质胶磷矿):海相矿物。 c.锰结核:分布于深海、开放的大洋底。 d.天青石、重晶石、萤石:咸化泻湖沉积。 e.黄铁矿:还原环境。 f.石膏、硬石膏:潮坪特别是潮上、潮间环境。 ③沉积结构。碳酸盐岩的结构分为粒屑(颗粒),礁岩和晶粒三种。不同的沉积结构反映不同的沉积环境。 粒屑结构;粒屑结构由粒屑、灰泥、胶结物和孔隙四部分组成。粒屑结构代表台地边缘浅滩相环境。根据颗粒类型、分选、磨圆、排列方向性、填充物胶结进一步确定微相。 a.内碎屑、生屑反映强水动力条件。 b.鲕粒、核形石、球团粒、凝块石反映化学加积、凝聚环境,水动力中高能。鲕粒包壳代表中等能量,持续搅动,碳酸钙过饱和的环境,核形石(藻包壳)、泥晶套反映浅水环境。 c.分选好,反映持续稳定的水动力条件,反之则反映强水动力条件。 d.磨圆度高反映强水动力环境,反之反映弱水动力环境。 e.颗粒、生屑化石平行排列,尖端方向交错,长轴平行海岸,反映振荡水流。尖端指向一个方向,长轴仍平行海岸线,则为单向水流。 f.用胶结物和灰泥的相对含量反映水动力强弱。胶结物/(胶结物+灰泥)在0~1之间,越接近0,水动力越弱,反之越强。 礁岩结构: a.生长结构:原地生长坚硬生物骨架,代表台地边缘生物礁环境。 b.粘结结构:层纹状、波纹状藻迭层结构代表潮上-潮间中低能环境。柱状、锥状藻迭层结构代表潮间~潮下高能环境。 晶粒结构:泥晶代表盆地低能,广海陆棚低能环境。 ④沉积构造。反映水流成因构造: a.沟膜、槽模、递变层理代表浊流环境。 b.脉状、波状、透镜状层理、再作用面、雨痕、干裂、冰雹痕、鸟眼构造等代表潮坪环境。 c.交错层理代表滩、坝、深水底流环境。 d.水平层理代表泻湖、深水、低能环境。 e.块状层理代表台地边缘斜坡相、礁相环境。 反映重力流成因构造:重荷膜、包卷层理、滑塌构造、水成岩墙、递变层理等均代表重力流环境,特别是几种同时出现时。 反映生物成因构造: a.垂直层面或弯曲虫孔代表潮上带。 b.上部有垂直或弯曲虫孔,数量比潮上带多,代表潮间带环境。 c.水平虫孔为主,很发育,代表潮下带环境。 d.复杂的、弯曲的、螺旋状爬痕,代表稳定深海环境。 其它构造: a.帐篷构造,代表潮坪环境。 b.岩溶角砾、干裂角砾,代表潮上环境。 c.迭层构造,代表潮间环境。 d.核形石,代表潮间一潮下环境。 (2)生物标志 ①根据生物的生活习性和生活环境判断沉积环境。 a.有孔虫,多为海洋环境,底栖生活,少数为浮游生活。 b.筵,离岸不远的正常盐度、清水旋回性海洋环境,水深20~70m。 c.海绵,多生活在海洋,底栖固着生长。 d.古杯,温暖浅海,水深30—50m,固着生长,需要缓慢沉积,清洁水体及坚硬底质。 e.层孔虫,沉积缓慢浅海,温暖、浊度低,固着生长,食浮游生物。 f.珊瑚,水体安静、清洁、温暖,盐度2.7%~4.8%,浅海环境,底栖固着生长。 g.苔藓,潮坪环境。 ②根据生物组合判断水介质盐度: a.钙质红、绿藻、球面藻,放射虫、钙质有孔虫、钙质海绵、珊瑚、苔藓、腕足、头足等组合中,存在少数未搬运的化石,属于正常海环境。 b.少数苔藓、钙质有孔虫、藻类、移动的棘皮组合,其中任一门类单独出现或几个门类共生出现,或与耐高盐度的门类在一起,表明是一种与广海毗邻并稍受限制的海水环境。 c.腹足、瓣鳃、介形虫、胶结壳有孔虫硅藻、蓝绿藻组合,属于典型的微咸水环境。 d.瓣锶类中鳃足亚纲无甲目、蓝绿藻、介形虫组合,为典型的超咸水环境。 ③根据古生物组合判断水体深度: a.大量藻类、底栖有孔虫、瓣鳃、腹足造礁珊瑚、灰质海绵、无铰类腕足组合,水深0~50m。 b.海绵、海胆、苔藓、有铰腕足组合,水深100~200m。 c.硅质海绵、海百合、薄壳腕足、细脉状苔藓组合,水深>200m。 根据古生物组合判断水体深度时要注意浊流因素,注意排除在浮动植物上的某些生物和海平面迅速上升的影响。 ④根据古生物组合判断沉积环境底质的坚硬程度: a.群体珊瑚、红藻,分布在生物礁环境动荡部位。 b.藤壶、有铰类、蠕虫管分布在滨岸潮汐带的坚硬底质上。绿藻、海绵、单体珊瑚、有柄棘皮动物以根或其它方式固着在坚硬的底质上。 c.掘足类、掘穴蛤、某些有孔虫、固着在疏松的底质上。 d.移动生物组合的生物群,分布在沉积迅速、底质不断移动的流沙层中 ⑤根据生物组合判断海水浊度: a.红绿藻、海绵、珊瑚、苔藓、有柄类,代表清水沉积环境: b.具有分泌管的蠕虫、腕足、某些瓣锶类,反映中等浊度环境。 c.食沉积物生物,代表较大的浊度环境。 ⑥根据藻席和迭层石特征确定沉积环境: a.层状隐藻席,反映潮汐,波浪弱的沉积环境。 b.不连续的柱状体,反映潮汐、波浪强的沉积环境。柱状体上凸的越强,波浪越强。 c.单一迭层的延长方向平行于波浪、潮汐的冲刷方向,通常垂直海岸线。迭层常平行海岸线成排或呈条带状生长。迭层向海方向倾伏进入波浪带。 (3)地化标志 ①微量元素: a.硼(B),海相沉积中高含量,可达100mg/L,咸化泻湖可达1000mg/L,湖相较低。 b.硼/镓(B/Ga)比,大陆<3.3,海洋4.5~5.5,过渡沉积介于二者之间. c.镓/钾(Ga/K)比,正常海页岩中0.006土,微咸水页岩中0.004土,过渡沉积二者之间。 d.锶/钡(Sr/Ba)比,海洋粘土中>1,陆相粘土中<1。 e.黄铁矿中的铁/有机炭,海相0.2~2.0,淡水湖泊0.03~0.06。 f.化石中微量元素。 化石中分析出B2O3,的含量,推算出水介质盐度。海相贝壳中>0.0035%,淡水贝壳中<0.0025%,半咸水贝壳中处于二者之间。 ②稳定同位素: 测定沉积物中O、S、C同位素及其比值推测沉积环境。 a.O18/C13,海相沉积物中含量高,淡水中低。 b.C13/C12,海相沉积物中含量高,陆相中低。 c.烃类中S18/S12,海相稳定,陆相变化大。 d.O18/O16,海水中较一致,淡水中较低。 ③有机组分: 植烷代表陆相,姥姣烷代表海相。 沉积岩和石油中海相卟啉的分子量范围宽,陆相的窄。 2.沉积相划分方法 (1)按海水运动能量划分沉积相带。自深海向陆地方向分为三个相带,即远岸低能带(X),高能带(Y),近岸低能带(Z)。这种相带划分是陆表海常见的模式。
(2)按海洋潮汐作用划分沉积相带。根据岩性、古生物特征及结构构造等将碳酸盐相按潮汐作用划分为潮上、潮间和潮下三个相带,潮下带又分为闭塞和开阔潮下两个亚相。 (3)按地理分布划分沉积相带。按碳酸盐岩沉积类型的地理分布规律将其沉积划分为台地、台地边缘和盆地三个沉积区、九个相带(盆地相、广海陆棚相、盆地边缘相、台地斜坡边缘相、台地边缘生物礁相、开阔海台地相、局限海台地相、台地蒸发相)、24个标准微相(略)。 (4)综合划分法: 上述三种划分沉积相的方法以及按海水深度划分沉积相的方法各有侧重。各地区地质条件不同,可以结合具体情况综合运用各种方法进行沉积相划分。 3.生物礁相 生物礁是具有坚固格架构造的造礁生物在海底构成的块状生物岩体,或非造礁生物大量快速堆积而成的碳酸盐体(生物滩、层礁、碳酸盐丘等)。 (1)造礁生物: ①从元古代到第四纪不同时代的主要造礁生物: ②造礁生物与生长环境的关系:不同造礁生物生长环境不同,不同造礁生物可以判断沉积环境。主要造礁生物与生长环境的关系。
(2)礁相基本模式: 生物礁相一般划分为礁核亚相、礁前(前礁)亚相和礁后(后礁)亚相。 礁内各亚相均可根据生物组合类型,发育程度、生态和岩石特征等进一步细分微相。
(3)礁亚相划分标志: ①礁核亚相: a.生物组合。以原地生长造礁生物为主体,夹大量生屑,生物含量变化大,高者70%~90%,低者30%~40%。 b.岩性。岩性多属生物和其它成因碳酸盐岩,岩化成分纯,陆源泥质和碎屑岩极少、不含燧石。 c.岩石结构构造。具管架结构,多呈块状,无层理,有生物分带。孔隙发育,具骨架孔隙。 d.礁相分布。礁相与周围岩相带呈指状交错分布。 e.厚度。礁核厚度很大,地貌上呈一个隆起、高地或山峰。 ②礁前亚相: a.生物。大量生物和生物碎屑,门类复杂,个体与核部相比有增大趋势。 b.岩石类型。多为亮晶或微晶砂、砾屑灰岩、生屑灰岩、塌积岩、砾石直径可达2—3m,大者100m左右。砾块成分复杂,圆度、分选极差。砾间充填生屑,局部陆源粉砂和铁泥质碳酸盐灰泥充填。 c.孔隙。以砾间孔隙为主。 d.层理。具原始倾斜层理,与樵核呈指状交错接触。 e.地貌:地形比礁核低许多,礁前坡度很陡。 ③礁后亚相: a.生物。生物、生屑、藻屑不多,靠近礁核部位藻屑、藻灰结核等大量分布,生物种类较单一。 b.岩石类型。泥晶白云岩、白云质泥晶灰岩、泥晶灰岩、亮一泥晶球粒灰岩、含生屑白云质灰岩及白云质泥岩等常见。